2025年中国火电行业低碳转型分析：33家上市公司转型绩效揭示五大趋势

随着中国“双碳”目标的深入推进，火电行业作为能源供应“压舱石”的低碳转型进程备受关注。自然资源保护协会（NRDC）与中国能源报联合发布的《中国传统发电上市公司低碳转型绩效评价2025》报告，通过对33家火电上市公司（总装机占全国27.6%，火电装机占全国43.8%）的低碳转型绩效系统评估，揭示了行业从“被动转型”向“主动破局”迈进的阶段性特征。报告显示，2024年样本公司非化石能源装机占比均值提升至25.7%，但转型进度仍滞后于全国平均水平；火电板块依托煤价回落与容量电价政策实现盈利反弹，而新能源业务却面临“增量不增利”的挑战。本文基于报告数据，从转型绩效、市场机制、技术路径三个维度，深度剖析火电行业低碳转型的现状、趋势与突破口。

一、转型绩效分化显著：央地企业差距拉大，功能定位决定转型路径

火电上市公司的低碳转型绩效呈现“央强地弱”的鲜明特征。2024年，中央控股企业的非化石能源装机占比均值达36.5%，度电碳排放为550.51克/千瓦时，显著优于地方控股企业（非化石能源占比18.8%，度电碳排放662.27克/千瓦时）。这种差距源于企业定位、资源整合能力及政策响应速度的差异：中央企业如国投电力、中国电力依托集团优势，通过“规模化新能源+火电低碳化”双轮驱动，快速推进清洁能源替代。例如，国投电力依托水电基盘与CCUS技术试点，2024年度电碳排放降至241.89克/千瓦时，仅为行业均值的42%；而地方企业如江苏国信、大连热电因业务单一（火电占比100%），且缺乏跨区域资源调配能力，转型进度缓慢，其中大连热电2024年净资产收益率跌至-36.22%，成为样本中亏损最严重企业。

转型绩效的评估框架进一步揭示了企业策略的差异化。报告从“保供-低碳-盈利”三位一体目标出发，构建了以度电碳排放、清洁能源装机比例、度电EVA（经济增加值）、非火电业务收入占比为核心指标的评估体系。2021-2024年间，绩效领先企业（如华润电力、吉电股份）通过“三改联动”与新能源布局，实现了碳排放强度大幅下降（华润电力度电碳排放降幅达100%），而落后企业则因过度依赖煤电、新能源布局滞后，陷入盈利与减排的双重困境。值得注意的是，地方控股企业在研发投入强度（1.11%）、碳生产率（0.122万元/吨）等辅助指标上反超央企，反映出其通过区域政策适配与成本管控实现单一维度突破的努力。

未来五年，企业需依据自身画像制定差异化策略。报告将33家企业分为五类：以大唐发电为代表的“综合能源多元化服务”企业，需拓展电、热、氢多能协同；以华能国际为首的“火电与清洁能源协同发展”企业，应优化电源结构；而“火电资产改造增效”类企业（如华电能源）则需聚焦机组灵活性改造与低碳技术应用。

二、新能源全电量入市：市场化机制倒逼火电与新能源协同升级

2025年新能源全电量入市政策（“136号文”）的落地，标志着火电行业收益逻辑的根本性重构。此前，新能源依赖保障性消纳与固定电价，2021-2022年样本公司风电、光伏度电利润分别维持在0.10元/千瓦时、0.15元/千瓦时以上；但2023-2024年，随着消纳压力加剧（全国新能源弃电率升至4%）、非技术成本上涨，新能源度电利润普遍下滑。例如，湖北能源2024年新能源发电量增长36.44%，净利润却同比下降46.36%；粤电力A风光度电利润从2022年的0.076元/千瓦时降至2024年的0.023元/千瓦时，凸显“增量不增利”窘境。

市场化机制将推动火电与新能源从“竞争”转向“共生”。一方面，新能源全电量竞价将加剧项目优胜劣汰——区域弃风弃光率超过10%、或不符合地方规划的项目面临收益风险。报告建议企业优先布局负荷中心或配套储能，如深圳能源通过靠近珠三角负荷中心的东部海上风电场，实现度电交易价0.45元/千瓦时，较行业平均高0.12元/千瓦时。另一方面，火电功能定位从“电量主体”转向“调节支撑”，容量电价机制（2024年煤电度电容量电价达2.07分/千瓦时）与辅助服务市场（部分企业收益占比超7%）为其开辟多元盈利空间。例如，华能国际通过“中长期合约+现货交易+辅助服务”组合策略，锁定70%收益，并依托深度调峰年获利18亿元。

政策与市场的协同需进一步优化。当前，地方需动态修正新能源入市细则，避免电价大幅波动；企业则需建立电力市场仿真系统，通过大数据预测供需，优化交易策略。此外，虚拟电厂、负荷聚合商等新兴主体的崛起，将促进“源网荷储”协同，为火电与新能源的深度融合提供新场景。

三、技术驱动与金融创新：煤电横向拓展价值边界，REITs工具盘活存量资产

技术迭代与金融工具创新成为火电转型的核心引擎。在技术层面，煤电“三改联动”已从纵向挖潜转向横向功能扩展。2021-2024年，样本公司累计改造机组超1.2亿千瓦，供电煤耗从304.37克/千瓦时降至299.91克/千瓦时，灵活性改造使机组最小出力降至35%。未来，“煤电+新能源+储能/氢能”多能互补模式成为主流，如华能集团乌兰察布“风光火储氢一体化”项目，通过耦合储能与绿氢制备，实现能源跨季节调节与碳减排。此外，CCUS、煤电掺氢等低碳技术加速试点，国投电力富拉尔基电厂10万吨/年CCUS项目年减排二氧化碳5万吨，为高碳资产注入低碳价值。

金融工具创新则破解了转型资金瓶颈。REITs工具的规模化应用（如华能国际荆门热电REITs募资75亿元）盘活了存量资产，而ESG评价与碳金融结合，进一步降低融资成本。报告建议，企业可通过发行煤电转型REITs或碳配额ABS（资产支持证券），实现“沉淀资产证券化”。例如，苏能股份发行新能源REITs后，资产负债率降至行业低位；华润电力凭借ESG优势，绿色债券票面利率低至2.7%。同时，需警惕“伪转型”风险，强化环境信息披露与资金监管。

区域资源禀赋与政策红利的差异化，要求企业制定精准转型策略。东北企业（如吉电股份）可依托供热需求与风光资源，发展绿氢项目；华南企业（如广州发展）则需利用粤港澳大湾区绿电交易溢价，探索“气电+绿电”组合。未来五年，国家级“零碳园区”建设、电力碳足迹因子核算等政策，将为火电企业提供新一轮发展机遇。​

以上就是关于2025年中国火电行业低碳转型的分析。研究表明，火电上市公司正通过绩效分化、市场机制适配与技术金融创新，逐步破解“保供-低碳-盈利”三元矛盾。中央企业凭借资源整合优势领跑转型，地方企业则需依托区域政策实现单点突破；新能源全电量入市倒逼源网协同，而REITs与碳金融工具为高碳资产低碳化提供资本支撑。未来，行业需进一步强化“一企一策”差异化战略，在新型电力系统构建中实现安全、减排与经济的多元平衡。